IV-FIN-109-TSP-Ayala-Alania-2022

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Para optar el Título Profesional de 
Ingeniero Electricista
Huancayo, 2022
FACULTAD DE INGENIERÍA
Escuela Académico Profesional de Ingeniería Eléctrica
Trabajo de Suficiencia Profesional
Análisis de la coordinación de protecciones del sistema 
eléctrico Cosapi, por incremento de la potencia en el 
área mina 16, para garantizar la continuidad del 
suministro eléctrico – Cosapi minería
Carlos Feliciano Ayala Alania
Trabajo de suficiencia profesional
Esta obra está bajo una Licencia "Creative Commons Atribución 4.0 Internacional" . 
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AGRADECIMIENTO 
 
A los asesores: Ing. Darwin Padilla 
Gutiérrez, Ing. David Checa Cervantes y 
al Ing. Joel Contreras Núñez, por sus 
valiosos consejos en la elaboración del 
informe. 
 
A la empresa Cosapi Minería por la 
oportunidad de compartirme 
información relevante para la ejecución 
del informe de suficiencia profesional. 
 
A mi esposa e hija por su paciencia y 
tolerancia que siempre me brindaron. 
 
iii 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA 
 
A Dios, por ser la luz que alumbra mi 
sendero. 
A mis padres, por el constante apoyo 
que me brindaron. 
A mi hija por ser la motivación que me 
permite ser una mejor persona. 
 
 
iv 
ÍNDICE 
 
Agradecimiento ................................................................................................ ii 
Dedicatoria ....................................................................................................... iii 
Índice ................................................................................................................ iv 
Índice de tablas .............................................................................................. vii 
Índice de figuras ............................................................................................ viii 
Resumen ........................................................................................................... x 
Introdución ...................................................................................................... xii 
CAPÍTULO I ..................................................................................................... 13 
ASPECTOS GENERALES DE LA EMPRESA ................................................ 13 
1.1. Datos generales ......................................................................................... 13 
1.2. Actividades principales............................................................................... 13 
1.2.1. Servicios en minería superficial ....................................................... 14 
1.3. Reseña histórica ........................................................................................ 14 
1.4. Organigrama de la empresa ...................................................................... 15 
1.5. Visión y misión ........................................................................................... 17 
1.5.1. Visión ............................................................................................... 17 
1.5.2. Misión .............................................................................................. 17 
1.6. Bases legales o documentos administrativos ............................................ 17 
1.6.1. Reglamento de seguridad y salud ocupacional en minería ............. 18 
1.6.1.1. Resolución ministerial N.° 308-2001-EM-VME aprueban la 
norma técnica “uso de la electricidad de minas” ................. 18 
1.6.1.2. Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011 ........... 19 
1.7. Descripción del área donde realiza sus actividades profesionales ............ 19 
1.8. Descripción del cargo y responsabilidades del bachiller en la empresa .... 20 
1.8.1. Ingeniero asistente de electricidad .................................................. 20 
1.8.1.1. Objetivo del puesto ............................................................. 20 
1.8.1.2. Responsabilidades y funciones .......................................... 21 
CAPÍTULO II .................................................................................................... 23 
ASPECTOS GENERALES DE LAS ACTIVIDADES PROFESIONALES ....... 23 
2.1. Diagnóstico situacional .............................................................................. 23 
2.2. Identificación de la necesidad en el área de actividad profesional ............. 25 
2.3. Objetivos de la actividad profesional .......................................................... 25 
v 
2.4. Justificación de la actividad profesional ..................................................... 26 
2.5. Resultados esperados ............................................................................... 26 
CAPÍTULO III ................................................................................................... 28 
MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 28 
3.1. Bases teóricas de las actividades realizadas ............................................. 28 
3.1.1. Antecedentes del trabajo de suficiencia .......................................... 28 
3.1.2. Análisis de flujo de potencia ............................................................ 29 
3.1.3. Análisis de corto circuito .................................................................. 30 
3.1.4. Protecciones eléctricas en sistemas eléctricos ............................... 30 
3.1.5. Relé de sobrecorriente entre fases y tierra (50 / 51, 50N / 51N) ..... 31 
3.1.6. Descripción del software Power Factory DIgSILENT ...................... 32 
CAPÍTULO IV ................................................................................................... 33 
DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES PROFESIONALES .......................... 33 
4.1. Descripción de actividades ........................................................................ 33 
4.1.1. Enfoque de las actividades profesionales ....................................... 33 
4.1.1.1. Generalidades .................................................................... 34 
4.1.1.2. Escenarios de análisis ........................................................ 34 
4.1.1.3. Descripción del equipamiento del sistema eléctrico Cosapi 35 
4.1.1.4. Demanda en situación actual y proyectado ........................ 36 
4.1.2. Alcance de las actividades profesionales ........................................ 37 
4.1.3. Entregables de las actividades profesionales .................................. 37 
4.2. Aspectos técnicos de la actividad profesional ............................................ 38 
4.2.1. Metodologías ................................................................................... 38 
4.2.2. Técnicas .......................................................................................... 39 
4.2.3. Instrumentos .................................................................................... 39 
4.2.4. Equipos y materiales utilizados en el desarrollo de las actividades. 40 
4.3. Ejecución de actividades profesionales ..................................................... 40 
4.3.1. Cronograma de actividades realizadas ........................................... 40 
4.3.2. Proceso y secuencia operativa de las actividades profesionales .... 40 
CAPÍTULO V .................................................................................................... 43 
RESULTADOS ................................................................................................. 43 
5.1. Resultados finales de las actividades realizadas ....................................... 43 
5.1.1. Resultados de flujo de potencia....................................................... 43 
5.1.2. Nivel de tensión en barras ............................................................... 43 
vi 
5.1.3. Niveles de carga en líneas eléctricas ..............................................45 
5.1.4. Nivel de carga en transformadores .................................................. 46 
5.1.5. Resultados de cortocircuito ............................................................. 46 
5.1.6. Corto circuito monofásico a tierra .................................................... 47 
5.1.7. Corto circuito trifásico ...................................................................... 48 
5.1.8. Resultados de coordinación de protecciones .................................. 49 
5.1.9. Protección de sobrecorriente de fases y tierra ................................ 50 
5.1.10. Esquemas de protección de sobrecorriente de fases y tierra – 
situación sin proyecto .................................................................... 53 
5.1.11. Esquemas de protección de sobrecorriente de fases y tierra – 
situación con proyecto ................................................................... 56 
5.2. Logros alcanzados ..................................................................................... 60 
5.3. Dificultades encontradas ............................................................................ 61 
5.4. Planteamiento de mejoras ......................................................................... 62 
5.5. Análisis....................................................................................................... 62 
5.6. Aporte del bachiller en la empresa ............................................................. 63 
Conclusiones .................................................................................................. 64 
Recomendaciones .......................................................................................... 65 
Lista de referencias ........................................................................................ 67 
Anexos ............................................................................................................ 68 
 
 
 
vii 
ÍNDICE DE TABLAS 
Tabla 1. Parámetros del transformador de potencia ........................................ 36 
Tabla 2. Demanda de estiaje 2021, situación actual ........................................ 36 
Tabla 3. Demanda Estiaje 2021, situación proyectado .................................... 36 
Tabla 4. Demanda de estiaje 2021, situación sin proyecto .............................. 44 
Tabla 5. Demanda de estiaje 2021, situación con proyecto ............................. 44 
Tabla 6. Nivel de congestión en líneas de eléctricas, año 2021, sin potencias 
proyectadas ....................................................................................... 45 
Tabla 7. Nivel de congestión en líneas de eléctricas, año 2021, con potencias 
proyectadas ....................................................................................... 45 
Tabla 8. Nivel de cargabilidad en transformadores, año 2021, sin potencias 
proyectadas ....................................................................................... 46 
Tabla 9. Nivel de cargabilidad en transformadores, año 2021, con potencias 
proyectadas ....................................................................................... 46 
Tabla 10. Cortocircuito monofásico a tierra-sin potencias proyectadas ........... 47 
Tabla 11. Cortocircuito monofásico a tierra-con potencias proyectadas .......... 48 
Tabla 12. Cortocircuito trifásico-sin potencias proyectadas ............................. 48 
Tabla 13. Cortocircuito trifásico-con potencias proyectadas ............................ 49 
Tabla 14. Equipos de protección existentes y proyectados .............................. 50 
Tabla 15. Ajustes de sobrecorriente de fases – actuales ................................. 50 
Tabla 16. Ajustes de sobrecorriente a tierra – actuales ................................... 51 
Tabla 17. Ajustes de sobrecorriente de fases – propuesto .............................. 52 
Tabla 18. Ajustes de sobrecorriente a tierra – propuesto ................................. 52 
 
 
 
 
viii 
ÍNDICE DE FIGURAS 
Figura 1. Organigrama de Cosapi Míneria Shougang Hierro. .......................... 16 
Figura 2. Vista Satelital de Cosapi Minería Shougang Hierro Perú. ................. 20 
Figura 3. Esquema de la subestación Shougang 60 / 34.5 kV ......................... 23 
Figura 4. Esquema del sistema eléctrico Cosapi .............................................. 24 
Figura 5. Relé de protección de transformador. ............................................... 32 
Figura 6. Cronograma de la implementación del proyecto ............................... 41 
Figura 7. Diagrama del flujo del proceso y secuencia operativa ...................... 42 
Figura 8. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico franco en bornes de 
34.5 kV del transformador de 8 MVA de la subestación principal ...... 54 
Figura 9. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico franco en bornes de 
34.5 kV del transformador de 8 MVA de la subestación principal ...... 54 
Figura 10.Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico en barra de 7.2 kV de 
la subestación principal ..................................................................... 55 
Figura 11. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico franco en la barra 
de 7.2 kV de la subestación principal ................................................ 55 
Figura 12. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico franco en bornes de 
34.5 kV del transformador de 8 MVA de la subestación principal ...... 56 
Figura 13. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico franco en bornes 
de 34.5 kV del transformador de 8 MVA de la subestación principal . 57 
Figura 14. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico franco en la barra de 
7.2 kV de la subestación principal ..................................................... 57 
Figura 15. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico franco en la barra 
de 7.2 kV de la subestación principal ................................................ 58 
Figura 16. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico en la barra de 7.2 kV 
de la pala 4 ........................................................................................ 58 
Figura 17. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico en la barra de 7.2 
kV de la pala 4 ................................................................................... 59 
Figura 18. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico en la barra de 7.2 kV 
de la perforadora 3 ............................................................................ 59 
Figura 19. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico en la barra de 7.2 
kV de la perforadora 3 ....................................................................... 60 
Figura 20. Implementación de los ajustes de relés de protección .................... 66 
Figura 21. Diagrama unifilar proyectado .......................................................... 69 
ix 
Figura 22. Estiaje de máxima demanda CP ..................................................... 70 
Figura 23. Estiaje de máxima demanda SP ..................................................... 71 
Figura 24. Estiaje de media demanda CP ........................................................ 72 
Figura 25. Estiaje de media demanda SP ........................................................ 73 
Figura 26. Estiaje de mínima demanda CP ...................................................... 74 
Figura 27. Estiaje de mínima demanda SP ...................................................... 75 
Figura 28. Estiaje máximo CP 1f ...................................................................... 76 
Figura 29. Estiaje máximo CP 3f ...................................................................... 77 
Figura 30. Estiaje máximo SP 1f ...................................................................... 78 
Figura 31. Estiaje máximo SP 3f ......................................................................79 
Figura 32. Estiaje medio CP 1f ......................................................................... 80 
Figura 33. Estiaje medio CP 3f ......................................................................... 81 
Figura 34. Estiaje media SP 1f ......................................................................... 82 
Figura 35. Estiaje medio SP 3f ......................................................................... 83 
Figura 36. Estiaje mínimo CP 1f ....................................................................... 84 
Figura 37. Estiaje mínimo CP 3f ....................................................................... 85 
Figura 38. Estiaje mínimo SP 1f ....................................................................... 86 
 Figura 39. Estiaje mínimo SP 3f ...................................................................... 87 
Figura 40. ECP – Cosapi informe ..................................................................... 88 
Figura 41. Check list de relés tytronic .............................................................. 89 
Figura 42. Cronograma de trabajo, análisis de ECP ........................................ 90 
Figura 43. P0287 - F002 Autorización de ingreso ............................................ 91 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
x 
RESUMEN 
 
El presente trabajo de suficiencia profesional analiza la coordinación de 
protecciones de los relés de sobrecorriente, con la finalidad de evaluar las 
modificaciones en los ajustes de protección de los relés, debido al incremento de 
potencia en el área de mina 16; permitiendo coordinar las protecciones de 
sobrecorriente de los relés de los alimentadores con los relés de barra del 
transformador de potencia de 8 MVA y con ello garantizar la operación del 
sistema eléctrico Cosapi. 
 
Para realizar el informe se hizo un análisis de flujo de potencia y análisis 
de corrientes de cortocircuito, determinando el comportamiento del sistema 
eléctrico, posterior a ello se realizó la coordinación de protecciones de los relés 
utilizando los criterios de selectividad, seguridad y confiabilidad. Para las 
respectivas simulaciones se ha tomado en consideración la configuración del 
sistema eléctrico Cosapi para escenarios de máxima, media y mínima demanda, 
utilizando la base de datos proporcionada por el COES para dichas condiciones 
como información de referencia. 
 
En el capítulo I, denominado aspectos generales de la empresa, se 
detallan los datos generales, reseña histórica y actividades principales de la 
empresa Cosapi Minería. Asimismo, se describe el área donde se llevan a cabo 
las actividades profesionales señalando las responsabilidades que desempeña 
en la empresa. 
 
En el capítulo II se exponen los aspectos generales de las actividades 
profesionales considerando el diagnóstico situacional, identificando las 
necesidades en el área de actividad profesional, señalando los resultados 
esperados. 
 
En el capítulo III, denominado marco teórico, se detallan las bases teóricas 
de las actividades realizadas, considerando los antecedentes del trabajo de 
suficiencia profesional. 
xi 
En el capítulo IV se expone el enfoque, alcance y entregables de las 
actividades profesionales; así como los aspectos técnicos que considera 
metodologías, técnicas e instrumentos utilizados en el desarrollo de las 
actividades efectuadas. 
 
Finalmente, en el capítulo V se presentan los resultados de las actividades 
realizadas para la coordinación de protecciones y la interpretación de los 
resultados obtenidos con el software DIgSILENT versión 15.1.7. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
xii 
INTRODUCIÓN 
 
Cosapi Minería es socio estratégico de Shougang Hierro Perú para 
realizar la extracción y transporte de material estéril y mineral como parte de la 
actividad de servicios mineros, para realizar esa actividad Cosapi Minería ha 
implementado un sistema eléctrico conformado por una línea eléctrica en el nivel 
de tensión de 34.5 kV y una subestación móvil de potencia de 8 MVA de relación 
de tensión de 34.5/7.2 kV que suministra de energía eléctrica principalmente a 
palas y perforadoras. Por motivo de las actividades de voladura que se realizan 
cerca de la zona donde se ubica la subestación móvil de 8 MVA (actualmente 
desenergizada), se procedió a reubicar, asimismo, el sistema eléctrico ha 
incrementado su carga en el área de mina 16. 
 
La presente investigación tiene por finalidad demostrar mediante el 
análisis de coordinación de protecciones, que el incremento de potencia en la 
mina 16 genera cambios en la coordinación de protecciones de todo el sistema 
eléctrico Cosapi, asimismo, determinar la influencia que tiene la coordinación de 
protecciones para garantizar la seguridad, selectividad y seguridad del sistema 
eléctrico Cosapi y, por consiguiente, al sistema eléctrico Shougang Hierro Perú. 
 
Para lograr los resultados óptimos se realizó una evaluación del 
equipamiento y de los parámetros eléctricos del sistema mediante simulaciones 
con el software DigSilent versión 15.1.7 para los distintos escenarios de análisis. 
El software es una herramienta computacional de análisis y control para diseñar, 
simular y operar sistemas eléctricos de potencia, orientada a los sistemas 
industriales y desarrollada para que los ingenieros puedan acelerar la toma de 
decisiones en función a los resultados que obtengan.
 
 
 
 
 
 
 
13 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO I 
ASPECTOS GENERALES DE LA EMPRESA 
 
1.1. Datos generales 
Cosapi Minería es una compañía subsidiaria de Cosapi S. A., empresa de 
ingeniería y construcción con más de 56 años de trayectoria en los ámbitos 
nacional e internacional, especializados en realizar grandes movimientos de 
tierra y explotación de minas a tajo abierto (1). 
 
Empresa: Cosapi Minería S. A. C. 
RUC: 20552714378 
Dirección legal: Av. República de Colombia N.° 791, San Isidro. Lima, Perú 
Teléfono: (511) 211 3500 
 
1.2. Actividades principales 
Cosapi Minería brinda servicios de desarrollo de minas (incluyendo 
actividades de perforación, voladura, carguío y el transporte de mineral y 
desmonte), generando valor mediante una gestión innovadora, el uso de 
tecnología de punta y aprovechando la vasta experiencia de la compañía en el 
manejo de proyectos complejos. 
 
La decisión de entrar al negocio de servicios mineros se basó en el deseo 
de la empresa de maximizar las sinergias con los negocios tradicionales y 
14 
aprovechar las cercanas relaciones comerciales que Cosapi ha desarrollado con 
las principales empresas mineras que operan en el país. 
 
1.2.1. Servicios en minería superficial 
- Asesoría en ingeniería de la producción 
- Explotación de minas y canteras 
- Construcción de pads de lixiviación, pozas de procesos, plataformas y 
servicios auxiliares 
- Movimiento de tierra masivo. 
- Suministro de equipo especializado 
 
1.3. Reseña histórica 
De acuerdo a Cosapi (2) a finales de los años 60 la empresa constructora 
Pivasa (conformada por los ingenieros Walter Piazza Tangüis y José Valdez 
Calle), fue invitada a participar en la licitación para la construcción de la línea de 
transmisión Huinco - Lima, en consorcio con SADE (Sociedad Argentina de 
Electrificación), el resultado fue óptimo. Para 1969 el Consorcio se transformó 
en Cosapi S. A., actualmente comprende un grupo diversificado de empresas 
que actúa tanto a nivel nacional como internacional. 
 
En el 2000, en sociedad con Bechtel y Fraport, Cosapi fundó LAP, 
empresa que ganó la concesión del aeropuerto Jorge Chávez, participando en 
su exitosa modernización. 
 
En 2013, se creó la división de Cosapi Minería que asume el desarrollo 
del proyecto Shougang Hierro Perú S. A. A., que se ubica en el distrito de 
Marcona, provincia de Nazca, departamento de Ica. 
 
1.3.1. Cosapi Mineríase crea por cuatro factores 
• Experiencia de Cosapi S. A. en los servicios de ingeniería, 
construcción y movimiento de tierra masivo para el sector minero. 
 
• Crecimiento: oportunidades en el sector minero para los servicios 
especializados que brinda Cosapi Minería. 
15 
 
• Diversificación: como parte del crecimiento de Cosapi S. A., una de 
nuestras estrategias de crecimiento y de sostenibilidad es la 
diversificación. 
 
• Reputación: Cosapi S. A. ha participado en los proyectos mineros más 
importantes del país, cumpliendo con altos estándares de calidad, 
seguridad, medio ambiente y responsabilidad social. 
 
1.4. Organigrama de la empresa 
El área de Mantenimiento Eléctrico de Cosapi Minería, presenta la 
siguiente estructura organizacional: 
 
16 
Figura 1. Organigrama de Cosapi Míneria Shougang Hierro. Tomada del Sistema de 
Gestión 
JEFE DE MANTENIMIENTO ELÉCTRICO
SUPERVISOR DE 
MANTENIMIENTO ELECTRICO
GUARDIA (A) 
SUPERVISOR DE 
MANTENIMIENTO ELECTRICO
GUARDIA (B) 
SUPERVISOR DE 
MANTENIMIENTO ELECTRICO
GUARDIA (C)
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A+) TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A+) 
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A) 
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A) 
LINIERO
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A) 
LINIERO 
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (B) TÉCNICO ELECTRICISTA MT (B)
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (B)
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A) 
OPERADOR DE SUB ESTACIÓN
CONDUCTOR CAMIONETA CONDUCTOR CAMIONETA CONDUCTOR CAMIONETA
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A) TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A) TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A) 
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (C) TÉCNICO ELECTRICISTA MT (C) TÉCNICO ELECTRICISTA MT (C)
CONDUCTOR DE CAMIONETA CONDUCTOR DE CAMIONETA CONDUCTOR DE CAMIONETA
TÉCNICO ELECTRICISTRA MT (A) 
OPERADOR DE SUB ESTACIÓN
TÉCNICO ELECTRICISTA MT (A) 
OPERADOR DE SUB ESTACIÓN
CONDUCTOR DE CAMIONETA
SUPERVISOR
TECNICO ELECTRICISTA LAVADORTECNICO ELECTRICISTA LAVADOR
CONDUCTOR DE CAMIONETA
SUPERVISOR
OPERADOR DE CAMION 
HIDROLAVADOR
OPERADOR DE CAMION 
HIDROLAVADOR
INGENIERO ASISTENTE DE 
ELECTRICIDAD
 
 
1.5. Visión y misión 
1.5.1. Visión 
Ser reconocida como una empresa líder en servicios mineros de 
clase mundial por su productividad, innovación y gran capacidad de 
adaptación, superando las expectativas de sus clientes. 
 
1.5.2. Misión 
Contribuir al éxito de nuestros clientes, desarrollando nuestras 
operaciones con altos estándares de calidad, medio ambiente, seguridad 
y salud ocupacional, enfocándonos en la productividad y empleando la 
tecnología para lograr un negocio sostenible. 
 
1.6. Bases legales o documentos administrativos 
Dentro de las bases legales o documentos administrativos, se encuentran 
los siguientes documentos: 
 
• Constitución Política del Perú (1993) 
• Decreto Supremo N.º 014-92- EM - Texto Único Ordenado de la Ley General 
de Minería 
• ISO 9000 Sistema de Gestión de la Calidad 
• ISO 14000 Sistema de Gestión Medio Ambiental 
• ISO 45000 Sistema de Gestión de la Seguridad y Salud en el Trabajo 
• Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos – Decreto Supremo N.° 
020-97-EM 
• Ley General del Ambiente Ley N.º 28611 
• Ley N.° 29325 Ley del Sistema Nacional de Evaluación y Fiscalización 
Ambiental 
• Ley de Seguridad y Salud en el Trabajo (Ley N.° 29783) 
• Reglamento de Seguridad y Salud en el Trabajo con Electricidad 2013 
Resolución Ministerial N.º 111-2013-MEM-DM 
• Reglamento de Seguridad y Salud Ocupacional en Minería Decreto Supremo 
024-2016-EM 
 
18 
1.6.1. Reglamento de seguridad y salud ocupacional en minería 
En el Capítulo I Electricidad, Artículo 360 indica lo siguiente: las 
instalaciones eléctricas y actividades relacionadas a ellas, deben cumplir 
con las normas establecidas en el Código Nacional de Electricidad, en la 
norma técnica “Uso de la Electricidad en Minas”, aprobada por Resolución 
Ministerial N.º 308-2001-EM/VME, y en el Reglamento de Seguridad y 
Salud en el Trabajo con Electricidad, aprobado por Resolución Ministerial 
N.° 111-2013-MEM-DM, sus modificaciones y aquellas normas que los 
sustituyan, así como las demás disposiciones legales vigentes. 
 
Las instalaciones, operaciones y mantenimiento de equipos o 
herramientas eléctricas empleados en trabajos mineros deberán ajustarse 
a lo dispuesto en el párrafo anterior, al presente reglamento, a las normas 
y procedimientos elaborados por cada titular de actividad minera, los que 
deben considerar, entre otros, lo siguiente: 
 
Las instalaciones eléctricas deben disponer de los sistemas de 
protección requeridos de acuerdo a sus características de operación y 
mantenimiento, cumpliendo con las reglas del Código Nacional de 
Electricidad y normas complementarias emitidas por las autoridades 
competentes. 
 
1.6.1.1. Resolución ministerial N.° 308-2001-EM-VME aprueban 
la norma técnica “Uso de la electricidad de minas” 
En el numeral 3.5 Protección y control, 3.5.2 Protección y 
control de transformadores, indican lo siguiente: se instalará 
medios de desconexión adecuados en el circuito primario de cada 
transformador de potencia y distribución o en cada banco de 
transformadores que opere como una unidad. También serán 
instalados medios de desconexión en el lado secundario de cada 
transformador cuando los transformadores operen en paralelo para 
alimentar a un solo circuito. 
 
 
19 
1.6.1.2. Código Nacional de Electricidad – Suministro 2011 
Numeral 17.C. Requerimientos de la operación del sistema 
de protección, se indica lo siguiente: las instalaciones de suministro 
eléctrico como de comunicaciones, deberán disponer del sistema 
de protección adecuado, para evitar daños al ser humano, 
deterioros a sus propias instalaciones y de terceros. En cualquier 
tipo de sistema de suministro, con neutro o sin neutro, el titular 
deberá asegurarse en todo momento que su sistema de protección 
debe ser capaz de detectar y aislar fallas causadas por 
desprendimiento de conductores o fase a tierra, para evitar 
tensiones de contacto y de paso peligrosas. 
 
1.7. Descripción del área donde realiza sus actividades profesionales 
Las actividades profesionales se desarrollan en la empresa Cosapi 
Minería, que se encuentra ubicada dentro de Shougang Hierro Perú S. A. en el 
departamento de Ica, provincia de Nazca, distrito de Marcona, Perú. 
 
El sistema eléctrico de Cosapi Minería es alimentado por la SE Shougang 
de 60/34.5 kV propiedad de Shougang Hierro Perú S. A. La empresa ha 
implementado un sistema eléctrico conformado por una línea en el nivel de 
tensión de 34.5 kV y una subestación móvil de potencia 8 MVA de relación de 
tensión de 34.5/7.2 kV que suministra de energía eléctrica principalmente a palas 
y perforadoras. 
 
Para lograr con éxito la continuidad de suministro del sistema eléctrico 
Cosapi, se evaluó el incremento de potencia y el correcto funcionamiento del 
equipamiento asociado a las protecciones, como son los transformadores de 
corriente, relés de protección e interruptores de potencia, ya que su influencia es 
importante en el funcionamiento de las protecciones y por ende en el correcto 
desempeño de la subestación de potencia de 8 MVA. 
 
20 
 
Figura 2. Vista Satelital de Cosapi Minería Shougang Hierro Perú. Tomada de Google 
Maps https://n9.cl/09tfr 
 
 
1.8. Descripción del cargo y de las responsabilidades del bachiller en la 
empresa 
El cargo que ocupó en la empresa es de ingeniero asistente de 
electricidad dentro del área de Mantenimiento Eléctrico de Cosapi Minería. 
 
1.8.1. Ingeniero asistente de electricidad 
1.8.1.1. Objetivo del puesto 
Supervisar el suministro de energía eléctrica para la 
operación, garantizando la adecuada ejecución en campo de los 
trabajos programados, mantenimientos correctivos y preventivos 
de líneas y equipos de distribución de energía en la zona donde se 
realiza el minado, perforación y voladura, cumpliendo las normas 
de seguridad y los procedimientos aprobados. 
 
 
 
21 
1.8.1.2.Responsabilidades y funciones 
a) Suministrar energía eléctrica para operar con equipos 
eléctricos mineros 
• Solicitar los recursos materiales y de mano de obra para el 
mantenimiento (correctivo o preventivo) de las redes de 
distribución eléctrica, subestaciones y switch house. 
• Coordinar con el área de operaciones la disponibilidad y 
requerimiento de alimentación eléctrica de equipos, para la 
ejecución de labores de operación minera. 
• Organizar el trabajo del personal técnico sobre las labores de 
mantenimiento a redes de distribución y subestación. 
• Verificar que se realicen las inspecciones diarias a la llegada del 
cable de alimentación en los equipos, en cambio de guardia. 
• Verificar el correcto llenado de los formatos de mediciones de 
parámetros eléctricos, así como check list y reportes de 
mantenimiento eléctrico. 
• Presentar informes con análisis de causa raíz de eventos de 
fallas relevantes. 
• Reportar los pendientes por seguridad y operacional entre los 
supervisores entrantes y salientes en los cambios de guardia. 
• Verificar y registrar la operatividad de los interruptores portátiles 
que sirven como sistemas de protección de los equipos 
eléctricos mineros. 
• Presentar informes de los trabajos relevantes y las propuestas 
de mejora continua para el siguiente mes. 
• Capacitar al personal a su cargo para mejorar sus competencias 
técnicas y habilidades blandas. 
 
b) Controlar la correcta ejecución de las tareas de 
mantenimiento 
• Verificar el cumplimiento de las actividades de las tareas de 
mantenimiento en términos de plazos, calidad y eficiencia. 
22 
• Supervisar el desempeño de los técnicos y personal en las 
tareas de mantenimiento eléctrico. 
 
c) Responsabilidad de ética y cumplimiento 
• Cumplir con lo dispuesto en el modelo de cumplimiento y sus 
sistemas implementados: SPD y PC y SPLAFT, para garantizar 
la integridad y transparencia de las operaciones de la 
organización. 
• Cumplir con lo dispuesto en el Código de Ética y la Política de 
Prevención de Delitos y Prácticas Corruptas con la finalidad de 
comportarse de manera íntegra y transparente en el ejercicio de 
su labor. 
 
d) Responsabilidad SSOMA y Calidad 
• Cumplir con lo dispuesto en el Manual Integrado de Calidad, 
Seguridad, Salud Ocupacional y Medio Ambiente para contribuir 
al establecimiento de un entorno de trabajo seguro y saludable 
en la organización y apoyar la cultura de protección al medio 
ambiente. 
• Cumplir con el Reglamento Interno de Seguridad y Salud en el 
Trabajo de Cosapi Minería S. A. C. a fin de apoyar a la mejora 
de los índices de seguridad y salud ocupacional de la 
organización y prevenir todo daño a la salud causado por las 
condiciones de trabajo y factores de riesgo. 
• Reportar a sus superiores todos los riesgos, lesiones, accidentes 
e incidentes detectados, a fin de contribuir con el control y mejora 
de los índices de seguridad de la organización y favorecer el 
establecimiento de un entorno de trabajo seguro. 
• Velar por su seguridad, la de sus compañeros y protección del 
medioambiente a fin de fomentar y fortalecer la cultura en 
SSOMA de la organización. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO II 
ASPECTOS GENERALES DE LAS ACTIVIDADES 
PROFESIONALES 
 
2.1. Diagnóstico situacional 
El sistema eléctrico Cosapi se alimenta de la subestación Shougang que 
cuenta con 2 transformadores de potencia de 25 MVA como se aprecia en la figura 
3, en el nivel de 34.5 kV mediante una línea eléctrica se conecta a la subestación 
de Cosapi de potencia 8 MVA y niveles de tensión de 34,5 / 7,2 kV. 
 
 
Figura 3. Esquema de la subestación Shougang 60 / 34.5 kV
 
 
 
Figura 4. Esquema del sistema eléctrico Cosapi 
 
 
La empresa Shougang Hierro Perú S. A. A. tiene un contrato de extracción 
de mineral y desmonte con la empresa Cosapi Minería, por lo tanto, en el Área 
Mina 16 se tiene una proyección de equipos y maquinarias para la perforación y 
movimiento de tierras. 
 
De lo anterior se evidencia que en este sistema eléctrico se ha incrementado 
la potencia en el área de Mina 16 considerando la pala 4 CAT 6040 de 1.4 MW y 
la perforadora 3 D75KS SANDVIK de 0.79 MW, ambos en el nivel de tensión de 
7.2 kV; por lo tanto, este incremento de potencia puede afectar los niveles de 
tensión; asimismo, el incremento de máquinas rotativas genera un aporte de 
corrientes de corto circuito y la consideración de equipos de protección para la pala 
4 y perforadora 3 significaría cambios en la coordinación de protecciones, por lo 
cual se debe realizar una evaluación, considerando la nueva topología del sistema 
eléctrico. 
 
2.2. Identificación de la necesidad en el área de actividad profesional 
Dadas las condiciones de operación y planeamiento del sistema eléctrico 
Cosapi Minería (incremento de potencia en el área de Mina 16), la empresa 
mediante el área de Mantenimiento Eléctrico planteó la necesidad de realizar una 
evaluación técnica que consiste principalmente en: 
 
• Análisis de flujo de potencia en estado estacionario del sistema eléctrico Cosapi 
Minería para identificar que todos los parámetros eléctricos son adecuados. 
• Análisis de las corrientes de cortocircuito en los diferentes tipos de falla (trifásica 
y monofásica) para obtener las máximas y mínimas corrientes de cortocircuito. 
• Realizar la coordinación de protecciones para garantizar la selectividad, 
seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico bajo estudio. 
 
2.3. Objetivos de la actividad profesional 
Los objetivos de este trabajo son los siguientes: 
 
• Determinar los criterios que se deben tener en cuenta en el análisis de flujo 
de potencia y corrientes de cortocircuito. 
26 
• Determinar los criterios que se deben tener en cuenta en el análisis de 
coordinación de protecciones. 
• Analizar la influencia del incremento de la potencia en el área de Mina 16 en 
la coordinación de protecciones del sistema eléctrico Cosapi, en el 2021. 
 
2.4. Justificación de la actividad profesional 
Considerando el incremento del área de Mina 16 se tiene una proyección de 
perforación con una máquina perforadora 3 D75KS SANDVIK, un total de 225 
horas brutas que significan 465,677 toneladas métricas de desmonte y mineral por 
mes, en el caso del trabajo efectivo por mes de la pala 4 CAT6040, se considera 
una proyección de 15,208 toneladas métricas; teniendo en consideración los 
costos aproximados de movimiento de tierra masivo (costo de desmonte por 
tonelada es de $2 y costo de mineral por tonelada es de $5). Por lo mencionado, 
en el caso que fallen las protecciones de los mencionados equipos, las metas 
proyectadas por la minera no se cumplirán, significando una disminución en los 
ingresos (lucro cesante) económicos de Cosapi Minería. 
 
También señalar que una inadecuada protección puede causar perjuicio a 
la persona (significando indemnizaciones), perjuicio al equipamiento por posibles 
fallas y hasta siniestro; respecto al proceso, puede causar paradas innecesarias 
del equipamiento destinado a las operaciones, las que se encuentren conectados 
al sistema eléctrico. La adecuada coordinación de protecciones permitirá eliminar 
los mencionados perjuicios. 
 
2.5. Resultados esperados 
A raíz de los objetivos planteados, el área de Mantenimiento Eléctrico 
señaló los siguientes resultados esperados respecto al análisis de flujo de 
potencia y corrientes de cortocircuito: 
• Las tolerancias admitidas sobre las tensiones nominales en todos los niveles 
de tensión son de hasta el ±5.0 %. 
• El nivel de carga de los transformadores es hasta el 100 % de su capacidad 
nominal. 
27 
• Los niveles de congestión de las líneas de eléctricas son hasta el 100 % de 
su capacidad nominal. 
• Los cálculos de corrientes de cortocircuito se realizan basados en la norma 
IEC 60909 titulada como “Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas 
trifásicosAC”. 
 
Asimismo, los resultados esperados respecto a los criterios a tener en el 
análisis de la coordinación de protecciones son: 
• La corriente de arranque de la protección de fase se calcula en base a las 
cargas que alimenta más una sobrecarga adicional que oscila entre 20 % a 
50 % de la corriente de máxima demanda. 
• Los tiempos de ajuste y curvas características dependen de las corrientes de 
cortocircuito y la forma de la red. 
• La corriente de arranque de la protección de tierra se calcula en base a las 
simulaciones de conductor caído a tierra por el lado fuente más una 
resistencia de falla de alta impedancia (100 ohmios); también se puede 
considerar el 20 % de la corriente nominal. 
• La corriente de arranque de la protección homopolar se puede considerar el 
20 % de la corriente nominal. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO III 
MARCO TEÓRICO 
 
3.1. Bases teóricas de las actividades realizadas 
3.1.1. Antecedentes del trabajo de suficiencia 
El presente trabajo de suficiencia profesional se refuerza en 
investigaciones elaboradas con anterioridad por otros autores, a 
continuación, se describe las conclusiones más importantes: 
Sanmiguel (3) plantea que un sistema eléctrico de potencia 
industrial ideal, debe ser un sistema selectivo. Para cumplir con el 
requisito de ser selectivo, los dispositivos de protección deben ser 
dimensionados y coordinados con otros, de tal manera que, opera primero 
solo el dispositivo de protección que se encuentre más cercano a la falla; 
si por alguna razón no funciona, entonces debe operar el siguiente, viendo 
el arreglo de la fuente hacia la falla y así sucesivamente. 
 
Para lograr una operación selectiva, se debe tener cuidado en 
seleccionar los dispositivos de protección con las características de 
interrupción apropiadas y el conocimiento de sus curvas tiempo – 
corriente (3) (p. 243). 
 
Medina (4) concluye que “para el coordinamiento de las 
protecciones de sobrecorriente se está considerando la mínima y máxima 
29 
corriente en máxima demanda de fallas obtenidas con la operación de 
todo el SEIN y simulando distintos escenarios de configuración 
eléctrica” (p. 83). 
 
Cuevas y Hernández (5) señalan que mantener un servicio de 
energía eléctrica es la principal tarea de las compañías suministradoras, 
predecir con precisión las fallas que pudieran afectar la distribución de 
energía sería algo imposible, sin embargo, el papel que desempeñan las 
protecciones eléctricas es resguardar el sistema y operar en casos de un 
disturbio. 
 
Conocer las características de los elementos que forman parte de 
un sistema eléctrico de distribución es muy importante para hacer un 
estudio de coordinación de protecciones, es decir, tiene que conocerse lo 
que se va a proteger, de otra forma, se estaría trabajando empíricamente 
y, en consecuencia, el estudio de coordinación no sería confiable (p. 120). 
 
3.1.2. Análisis de flujo de potencia 
Los estudios de flujos de potencia son de gran importancia en la 
planeación y diseño de la expansión futura de los sistemas de potencia, 
así como también en la determinación de las mejores condiciones de la 
operación de los sistemas existentes (6) (p. 309). 
 
Gómez (7) señala que el problema conocido como flujo de cargas 
consiste en obtener las condiciones de operación en régimen permanente 
de un sistema de energía eléctrica. Más concretamente, dados los 
consumos de cada nudo, y la potencia generada por los alternadores, se 
trata de encontrar las tensiones de los nudos y los flujos de potencia por 
las líneas y transformadores (p. 139). 
 
El flujo de potencia del sistema eléctrico de Cosapi Minería se 
realizó en el programa computacional Power Factory DIgSILENT Versión. 
15.1.7. 
 
30 
3.1.3. Análisis de corto circuito 
La corriente que fluye a través de un elemento del sistema de 
potencia es un parámetro que puede ser usado para detectar fallas, dado 
que se produce un incremento importante del flujo de corriente cuando 
ocurre un corto circuito. 
 
Los tipos de falla que pueden ocurrir en un sistema 
eléctrico (8) (p. 515): 
• Trifásica a tierra - 3ɸ 
• Fase a tierra o una línea a tierra – SLG 
 
La ocurrencia de los diferentes tipos de falla depende de varios 
factores como la configuración del circuito, la altura de los cables de tierra, 
métodos de aterramiento en el sistema, niveles de aislamiento relativo 
para tierra y entre fases, velocidad de despeje de falla y las condiciones 
atmosféricas de la zona. 
 
3.1.4. Protecciones eléctricas en sistemas eléctricos 
Los sistemas de distribución de líneas aéreas están sujetos a dos 
tipos de fallas eléctricas: transitorias (temporales) y permanentes. 
Usualmente, las fallas temporales ocurren cuando un conductor de una 
fase entra en contacto eléctrico con otra fase del sistema o con tierra 
momentáneamente por causa de vientos fuertes, entre otros. 
 
Coordinar la protección significa definir los tiempos de operación de 
la protección para permitir la actuación debidamente priorizada de los 
relés de protección, minimizando los tiempos de actuación y garantizando 
una apropiada graduación en los tiempos de actuación de todas las 
protecciones, tanto las principales como las de respaldo (8). 
 
Los objetivos de los sistemas de protección en distribución son: 
• Minimizar la duración de una falla. 
• Minimizar el número de usuarios que es afectado por la falla. 
• Eliminar de una forma segura los peligros tan pronto sea posible. 
31 
• Limitar las salidas de servicio, a segmentos pequeños del sistema. 
 
Según Roccia (9) los relés de protección son dispositivos, más o 
menos complejos, que deciden una acción, generalmente la apertura de 
un interruptor automático, si aparece un defecto en la red, en la 
alimentación o en la máquina controlada. Estos dispositivos se denominan 
«relés», porque son unos intermediarios entre una magnitud física 
controlada y un disparador. En AT son del tipo indirecto, por cuanto toman 
la información a través de captadores (TC, TT, toroides). 
 
3.1.5. Relé de sobrecorriente entre fases y tierra (50 / 51, 50N / 51N) 
Un relé es un sistema electromecánico o electrónico 
(microprocesador - controlador) que censa una falla o condición anormal 
(sobrecorriente, sobrevoltaje, sobrefrecuencia, entre otros) en el sistema 
de distribución; un excesivo valor genera una señal de disparo para la 
apertura del interruptor de potencia (10). 
 
Los relés de sobrecorriente entre fases y tierra se encuentran 
ubicados en las salidas de las subestaciones y sirven de respaldo de las 
protecciones ubicadas aguas abajo de la red, es decir, reconectadores o 
fusibles y, por lo tanto, debe coordinar con ellos. 
 
La corriente de arranque de la protección de fase se calcula en 
base a las cargas que alimenta más una sobrecarga adicional que oscila 
entre 20 % a 50 % de la corriente de máxima demanda. Los tiempos de 
ajuste y curvas características dependen de las corrientes de cortocircuito 
y la forma de la red, es por lo que no se puede dar una recomendación 
general en esta parte. 
 
La corriente de arranque de la protección de tierra se calcula en 
base a las simulaciones de conductor caído a tierra por el lado fuente más 
una resistencia de falla de alta impedancia (100 ohmios). 
32 
 
Figura 5. Relé de protección de transformador. Tomada de GE https://n9.cl/cvft0 
 
3.1.6. Descripción del software Power Factory DIgSILENT 
El programa Power Factory DIgSILENT es una herramienta de 
ingeniería asistida por computadora. Ha sido diseñado como un paquete 
de software avanzado e interactivo dedicado al análisis y control de los 
sistemas de potencia para la optimización del planeamiento y operación 
de los sistemas eléctricos. 
 
Los módulos fueron diseñados y desarrollados por programadores 
e ingenieros calificados con muchos añosde experiencia en los campos 
del análisis de los sistemas eléctricos de potencia y la programación de 
software. La exactitud y validez de los resultados obtenidos con este 
programa computacional han sido confirmadas a lo largo de numerosas 
implementaciones, realizadas por instituciones involucradas en el 
planeamiento y operación de los sistemas de potencia. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
33 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO IV 
DESCRIPCIÓN DE LAS ACTIVIDADES PROFESIONALES 
 
4.1. Descripción de actividades 
Dentro del área de Mantenimiento Eléctrico de Cosapi Minería se 
plantearon las siguientes actividades: 
• Levantamiento de información y verificación de datos de las máquinas y 
equipos que se encuentran en el sistema eléctrico Cosapi Minería. 
• Evaluación del incremento de potencia en el área de Mina 16 (pala 4 CAT 
6040 de 1.4 MW y la perforadora 3 D75KS SANDVIK de 0.79 MW). 
• Análisis de flujo de potencias en el sistema eléctrico en estado estacionario 
para identificar que los parámetros eléctricos sean los adecuados. 
• Análisis de las corrientes de cortocircuito en los diferentes tipos de falla 
(trifásica y monofásica) para obtener las máximas y mínimas corrientes de 
cortocircuito. 
• Realizar la coordinación de protecciones, garantizando la selectividad, 
seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico de Cosapi Minería. 
 
4.1.1. Enfoque de las actividades profesionales 
El proyecto describe los procesos para realizar la coordinación de 
protecciones del sistema eléctrico Cosapi Minería ante el incremento de 
la potencia en el área de Mina 16. 
 
34 
4.1.1.1. Generalidades 
Para el modelado de las instalaciones de la zona en análisis, 
se utilizó el archivo DIgSILENT para estudios de operatividad 
publicado en la página web del COES (11) y actualizado con las 
demandas del sistema eléctrico de Cosapi Minería ubicado en 
Shougang Hierro Perú. 
 
Para determinar los ajustes de los equipos de protección se 
utilizaron los siguientes documentos: 
• Criterios de ajuste y coordinación de los sistemas de protección 
del SEIN - julio 2018 – COES SINAC publicado en la página web 
del COES (12) 
• Diagrama Unifilar COSAPI_2021 para estudio de coordinación-
A3 DU 
• Informe ECP Cosapi 2017_Rev1 
• Diagrama Unifilar mina con ZN 962100-100-C-F-DWG-
0001_Rev9, mayo 2019 
• Ubicación Relés subestación Shougang 
• Demanda S. E. Shougang 60/ 34.5 kV 
• Ficha técnica del conductor A1. 3. CUC Duro 
• Parámetros eléctricos línea 34.5 kV 
• Código Nacional de Electricidad – Suministro 2006 
• Código Nacional de Electricidad – Utilización 2011 
• Norma IEC 60909, Cálculo de corrientes de cortocircuito en 
sistemas trifásicos AC 
• Cuaderno N.° 113, Protección de las máquinas y de redes 
industriales de AT – Schneider Electric 
• Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos 
 
4.1.1.2. Escenarios de análisis 
Para realizar la evaluación del sistema eléctrico se consideró 
la temporada de estiaje, que está comprendido entre los meses de 
junio a noviembre según lo estipulado por el COES, asimismo se 
consideraron los siguientes escenarios: 
35 
a) Sin proyecto 
• Estiaje de máxima demanda, donde se considera la máxima 
potencia coincidente del sistema, el cual fue el 17 de noviembre 
de 2021, con una potencia de 24.406 MW. 
• Estiaje de media demanda, se considera la potencia coincidente 
del 17 de noviembre de 2021 en el horario de las 
12:00 p. m. (13), que está considerado por el COES, con una 
potencia de 22.546 MW. 
• Estiaje de mínima demanda, se considera la mínima potencia 
coincidente del 17 de noviembre de 2021, con una potencia de 
20.706 MW. 
 
b) Con proyecto 
• Estiaje de máxima demanda, donde se considera la máxima 
potencia coincidente del sistema, el cual fue el 17 de noviembre 
de 2021, con una potencia de 25.939 MW. 
• Estiaje de media demanda, se considera la potencia coincidente 
del 17 de noviembre de 2021 en el horario de las 12:00 p. m., lo 
cual está considerado por el COES, con una potencia de 
24.079 MW. 
• Estiaje de mínima demanda, se considera la mínima potencia 
coincidente del 17 de noviembre de 2021, con una potencia de 
22.239 MW. 
• Los escenarios considerados son para realizar el análisis de flujo 
de carga y cortocircuito. 
 
Los escenarios considerados son para realizar el análisis de 
flujo de carga y cortocircuito. 
 
4.1.1.3. Descripción del equipamiento del sistema eléctrico 
Cosapi 
En la tabla 1 Parámetros del Transformador de Potencia se 
muestran los parámetros eléctricos del transformador de potencia 
para la subestación principal 34.5 kV. 
36 
Tabla 1. Parámetros del transformador de Potencia 
Parámetro Valor Unidad 
Potencia 8 MVA 
Tensión 34.5/7.2 kV 
Grupo de conexión Dyn5 - 
Regulación 34.5±3/5x2.5%/7.2 kV 
Frecuencia 60 Hz 
Impedancia de secuencia (+) 6.12 % 
Altura de operación 1000 m s. n. m. 
Nota: tomada de Cosapi Minería 
 
4.1.1.4. Demanda en situación actual y proyectado 
En la tabla 2, demanda de estiaje 2021, situación actual y 
tabla 3, demanda de estiaje 2021, situación proyectada se detallan 
las demandas del sistema eléctrico Cosapi. 
 
Tabla 2. Demanda de estiaje 2021, situación actual 
Cargas 
Shougang 
Máxima demanda Media demanda Mínima demanda 
P[MW] Q[Mvar] P[MW] Q[Mvar] P[MW] Q[Mvar] 
Load conveyor 1.530 0.740 1.390 0.670 1.250 0.600 
Mina 5 5.310 2.570 4.830 2.340 4.350 2.110 
Planta 1 1.280 0.620 1.160 0.560 1.040 0.500 
Mina 3 1.100 0.530 1.000 0.480 0.900 0.430 
Mina 10 0.130 0.070 0.120 0.060 0.110 0.050 
Tramo 1 2.200 1.240 2.000 1.130 1.800 1.020 
Tramo 2 8.420 4.770 7.650 4.340 6.890 3.910 
Tramo 3 0.390 0.220 0.350 0.200 0.320 0.180 
Pala 1 0.980 0.721 0.980 0.738 0.980 0.735 
Pala 2 0.980 0.718 0.980 0.734 0.980 0.731 
Pala 3 0.980 0.716 0.980 0.732 0.980 0.729 
Pala 4 - - - - - - 
Perf. 2 0.553 0.352 0.553 0.362 0.553 0.360 
Perf. 3 - - - - - - 
Perf. 4 0.553 0.355 0.553 0.365 0.553 0.363 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
37 
Tabla 3. Demanda Estiaje 2021, Situación Proyectado 
Cargas 
Shougang 
Máxima demanda Media demanda Mínima demanda 
P[MW] Q[Mvar] P[MW] Q[Mvar] P[MW] Q[Mvar] 
Load conveyor 1.530 0.740 1.390 0.670 1.250 0.600 
Mina 5 5.310 2.570 4.830 2.340 4.350 2.110 
Planta 1 1.280 0.620 1.160 0.560 1.040 0.500 
Mina 3 1.100 0.530 1.000 0.480 0.900 0.430 
Mina 10 0.130 0.070 0.120 0.060 0.110 0.050 
Tramo 1 2.200 1.240 2.000 1.130 1.800 1.020 
Tramo 2 8.420 4.770 7.650 4.340 6.890 3.910 
Tramo 3 0.390 0.220 0.350 0.200 0.320 0.180 
Pala 1 0.980 0.721 0.980 0.738 0.980 0.735 
Pala 2 0.980 0.718 0.980 0.734 0.980 0.731 
Pala 3 0.980 0.716 0.980 0.732 0.980 0.729 
Pala 4 0.980 0.720 0.980 0.710 0.980 0.707 
Perf. 2 0.553 0.352 0.553 0.362 0.553 0.360 
Perf. 3 0.553 0.353 0.553 0.347 0.553 0.345 
Perf. 4 0.553 0.355 0.553 0.365 0.553 0.363 
 
 
4.1.1. Alcance de las actividades profesionales 
El alcance de las actividades está ligado como participante del 
estudio e implementación de la actualización de la coordinación de 
protecciones, producto del incremento de potencia en el área de Mina 16 
en el sistema eléctrico Cosapi. Asimismo, los alcances buscan el 
cumplimiento del cargo y responsabilidades como bachiller, que se 
describieron en detalle en el ítem 1.8 del presente trabajo de suficiencia 
profesional. 
 
4.1.2. Entregables de las actividades profesionales 
Como resultado de las actividades profesionales se entrega la 
siguiente información técnica: 
• Nivel de tensión en barras sin potencias proyectadas y con potencias 
proyectadas. 
• Nivel de cargabilidad en las líneas eléctricas sin potencias proyectadas 
y con potencias proyectadas. 
• Nivel de cargabilidad en los transformadores sin potencias proyectadas 
y con potencias proyectadas. 
38 
• Resultados de corrientes de cortocircuito monofásico sin potencias 
proyectadas y con potencias proyectadas. 
• Resultados de corrientes de cortocircuito trifásicossin potencias 
proyectadas y con potencias proyectadas. 
• Análisis de coordinación de protecciones para la obtención de las 
planillas de ajustes de sobrecorriente de fases y tierra. 
• Análisis de los esquemas de protección de sobrecorriente de fases y 
tierra para el transformador de 8 MVA y las líneas en 7.2 kV que llegan 
a la subestación principal TR1 – 8 MVA. 
 
4.2. Aspectos técnicos de la actividad profesional 
4.2.1. Metodologías 
El método del presente trabajo de suficiencia profesional es de tipo 
explicativo y analítico; debido a que el proceso se basa en el conocimiento 
de los sistemas eléctricos de potencia y en la coordinación de 
protecciones. 
 
Las simulaciones se realizaron teniendo en consideración la 
información técnica recopilada utilizando el software DIgSILENT Power 
Factory versión 15.1.7. Estos análisis de flujo de potencia permiten 
observar el comportamiento del sistema en estado estacionario, 
determinándose los niveles de tensiones en las barras, la distribución de 
los flujos de potencia en las líneas y transformadores de potencia. 
 
Según el COES Sinac (14) para evaluar los resultados de las 
simulaciones se han considerado los criterios de calidad y confiabilidad 
recomendada por la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos 
– NTCSE y “Alcances para el desarrollo de estudios de preoperatividad” 
del procedimiento técnico PR-20, los cuales son: 
 
4.2.1.1. Niveles de tensiones admisibles en barra 
• Operación normal : ±5 % tensión nominal 
• Operación ante contingencias : ±10 % tensión nominal 
 
39 
4.2.1.2. Cargas en líneas y transformadores 
• Líneas de transmisión: 100 % de su capacidad nominal. 
• Transformadores de potencia: 100 % de su potencia nominal. 
 
4.2.2. Técnicas 
Bajo la premisa que las técnicas son el conjunto de instrumentos y 
medios a través de los cuales se efectúa el método. Las técnicas 
utilizadas para la sistematización para el análisis de la coordinación de 
protecciones del sistema eléctrico Cosapi, considerando un incremento 
de potencia en el área de Mina 16, son las siguientes: 
• Revisión y análisis de data existente 
• Observación del sistema eléctrico bajo estudio 
• Coordinación con las áreas involucradas en el proyecto 
• Revisión y análisis de los resultados de flujo de potencia y cortocircuito 
• Políticas de seguridad de trabajo seguro 
 
4.2.3. Instrumentos 
Para lograr el análisis de la coordinación de protecciones en el área 
de Mantenimiento Eléctrico, se utilizaron los siguientes instrumentos: 
 
Instrumentos administrativos: autorización de ingreso a la 
subestación, póliza de seguro, cronograma de trabajos, autorización 
interna de trabajo. 
 
Instrumentos de seguridad: registro de inducciones, 
identificación de peligro y evaluación de riegos y controles IPERC, 
estándares de seguridad. 
 
Instrumentos de trabajos: procedimiento de trabajo, manuales de 
relés, planos funcionales, demanda de SE Shougang, ficha técnica de 
conductor A1.3. CUC duro, software de IED de protección. Los formatos 
respectivos se adjuntan en el anexo 5. 
 
40 
4.2.4. Equipos y materiales utilizados en el desarrollo de las 
actividades 
Los equipos que se utilizan en la ejecución de las actividades 
profesionales son: 
• Laptop 
• Impresora 
• Escáner 
• Cámara fotográfica 
• Pinza amperimétrica 
• Multímetro digital 
• Analizador de redes 
 
4.3. Ejecución de actividades profesionales 
4.3.1. Cronograma de actividades realizadas 
El cronograma de la ejecución del estudio del sistema eléctrico 
Cosapi se muestra en la figura 6. 
 
4.3.2. Proceso y secuencia operativa de las actividades 
profesionales 
En el presente numeral se muestra el diagrama de flujo del proceso 
y secuencia operativa (figura 7) del análisis de coordinación de 
protecciones para la ampliación del área de Mina 16. 
 
 
 
Figura 6. Cronograma de la implementación del proyecto 
 
 
 
Figura 7. Diagrama del flujo del proceso y secuencia operativa 
43 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO V 
RESULTADOS 
 
5.1. Resultados finales de las actividades realizadas 
5.1.1. Resultados de flujo de potencia 
Para el presente análisis se deberá considerar lo siguiente: 
• La tensión en barras no debe ser inferior al 95 % ni superior al 105 % 
de la tensión nominal. 
• La sobrecarga de transformadores no debe superar el 100 % de su 
capacidad nominal. 
• La sobrecarga de líneas no debe superar el 100 % de su capacidad 
nominal. 
 
Los esquemas de las simulaciones de flujo de potencia se 
encuentran en el anexo 2 de la presente investigación. 
 
5.1.2. Nivel de tensión en barras 
En la tabla 4 se muestra un resumen de los resultados del nivel de 
tensión en las principales barras asociadas a la red en estudio, sin 
considerar las potencias proyectadas. 
 
 
 
44 
Tabla 4. Demanda de estiaje 2021, situación sin proyecto 
Barras 
V
n
o
m
in
a
l 
[k
V
] 
Estiaje 
máxima 
demanda 
Estiaje 
media 
demanda 
Estiaje 
mínima 
demanda 
Tensión 
[p. u.] 
Tensión 
[p. u.] 
Tensión 
[p. u.] 
Barra I - 34.5 kV 34.5 1.02 1.02 1.01 
Barra II - 34.5 kV 34.5 1.03 1.02 1.02 
Nodo 1 34.5 1.01 1.00 1.00 
Nodo 2 34.5 1.00 1.00 0.99 
Nodo 3 34.5 1.00 0.99 0.99 
Barra 34.5 kV - stand by 34.5 0.99 0.99 0.98 
Barra 34.5 kV - principal 34.5 0.99 0.99 0.98 
Barra 7.2 kV - principal 7.2 1.02 1.04 1.04 
Pala 04_perf 3 - 7.2 Kv 7.2 - - - 
Pala perf. 2 - 7.2 kV 7.2 1.00 1.02 1.02 
Perf. 4 - 7.2 kV 7.2 1.01 1.03 1.032 
Pala 3 - 7.2 kV 7.2 1.00 1.02 1.02 
Pala 1 - 7.2 kV 7.2 1.00 1.03 1.02 
 
Tabla 5. Demanda de estiaje 2021, situación con proyecto 
Barras 
Vnominal 
[kV] 
Estiaje 
máxima 
demanda 
Estiaje 
media 
demanda 
Estiaje 
mínima 
demanda 
Tensión 
[p. u.] 
Tensión 
[p. u.] 
Tensión 
[p. u.] 
Barra I - 34.5 kV 34.5 0.99 1.00 1.00 
Barra II - 34.5 kV 34.5 1.01 1.02 1.01 
Nodo 1 34.5 0.97 0.99 0.98 
Nodo 2 34.5 0.97 0.98 0.98 
Nodo 3 34.5 0.96 0.98 0.97 
Barra 34.5 kV - stand by 34.5 0.95 0.97 0.96 
Barra 34.5 kV - principal 34.5 0.95 0.97 0.96 
Barra 7.2 kV - stand by 7.2 1.00 1.02 1.01 
Pala 4_perf. 3 - 7.2 kV 7.2 1.00 0.99 0.98 
Pala perf. 2 - 7.2 kV 7.2 1.00 0.99 0.98 
Perf. 4 - 7.2 kV 7.2 1.01 1.00 0.99 
Pala 03 - 7.2 kV 7.2 1.00 0.99 0.98 
Pala 01 - 7.2 kV 7.2 1.01 1.00 0.99 
 
En la tabla 5 se muestra un resumen de los resultados del nivel de 
tensión en las principales barras asociadas a la red en estudio, 
considerando las potencias proyectadas. 
 
De los resultados, se concluye que los valores de tensión en las 
barras analizadas se encuentran dentro de los niveles de operación 
45 
permisibles (±5 %Vn Valor Nominal), sin embargo, esta condición es 
resultado del cambiador automático de TAPS. 
 
5.1.3. Niveles de carga en líneas eléctricas 
En la tabla 6 se muestra un resumen de los resultados de flujo de 
potencia en líneas de eléctricas, sin considerar las potencias proyectadas. 
 
Tabla 6. Nivel de congestión en líneas de eléctricas, año 2021, sin potencias proyectadas 
Línea de 
eléctricas 
Vnominal [kV] 
Estiaje 
máxima 
demanda 
Estiaje media 
demanda 
Estiaje 
mínima 
demanda 
Cargabilidad [%] Cargabilidad [%] Cargabilidad [%] 
L-1 34.5 93.34 88.57 83.61 
L-2 34.5 54.30 53.07 51.55 
L-3 34.5 44.98 44.58 43.89 
L-4 34.5 36.96 37.28 37.29 
L-8 34.5 35.76 36.17 36.27 
L-12 7.2 27.41 26.97 27.04 
 
 
Se observa que las líneas eléctricas no superan el límite permisible 
según norma. 
 
En la tabla 7 se muestra un resumen de los resultados de flujo de 
potencia en líneas de eléctricas, considerando las potencias proyectadas. 
 
Tabla 7. Nivel de congestión en líneas de eléctricas, año 2021, con potencias proyectadas 
Línea de 
eléctricas 
Vnominal [kV] 
Estiaje 
máxima 
demanda 
Estiaje media 
demanda 
Estiaje 
mínima 
demanda 
Cargabilidad [%] Cargabilidad [%] Cargabilidad [%] 
L-1 34.5 110.64 103.84 98.88 
L-2 34.5 70.61 67.87 66.39 
L-3 34.5 61.0259.25 58.60 
L-4 34.5 52.74 51.81 51.89 
L-8 34.5 51.53 50.70 50.86 
L-12 7.2 43.84 44.35 44.49 
 
 
Se observa que el tramo 1 de la línea de eléctricas en 34.5 kV, 
presenta una sobrecarga de 110.64 % y 103.84 % en los periodos de 
estiaje de máxima y media demanda. Estas sobrecargas se atribuyen al 
incremento de la potencia en la Mina 16. 
46 
5.1.4. Nivel de carga en transformadores 
En la tabla 8 se muestra un resumen de los resultados de la 
cargabilidad de los transformadores, sin considerar las potencias 
proyectadas. 
 
Tabla 8. Nivel de cargabilidad en transformadores, año 2021, sin potencias proyectadas 
Transformador 
Potencia 
[MVA] 
Tensión 
[kV] 
Estiaje 
máxima 
demanda 
Estiaje media 
demanda 
Estiaje 
mínima 
demanda 
Cargabilidad 
[%] 
Cargabilidad 
[%] 
Cargabilidad 
[%] 
TR 1 - 25 MVA 25 60/34.5 66.12 61.75 57.31 
TR 2 - 25 MVA 25 60/34.5 52.53 47.36 42.30 
TR – 8 MVA 8 34.5/7.2 67.07 67.82 68.00 
 
En la tabla 9 se muestra un resumen de los resultados de la 
cargabilidad de los transformadores, considerando las potencias 
proyectadas. 
 
Tabla 9. Nivel de cargabilidad en transformadores, año 2021, con potencias proyectadas 
Transformador 
Potencia 
[MVA] 
Tensión 
[kV] 
Estiaje 
máxima 
demanda 
Estiaje media 
demanda 
Estiaje 
mínima 
demanda 
Cargabilidad 
[%] 
Cargabilidad 
[%] 
Cargabilidad 
[%] 
TR 1 - 25 MVA 25 60/34.5 76.28 71.34 66.77 
TR 2 - 25 MVA 25 60/34.5 52.85 47.62 42.54 
TR - 8 MVA 8 34.5/7.2 96.61 95.05 95.35 
 
Tal como se muestra en las tablas 8 y 9, los niveles de sobrecarga 
de los transformadores en situación actual se encuentran por debajo de 
su valor nominal. Sin embargo, se puede apreciar un incremento de hasta 
un 30 % de cargabilidad en el transformador TR – 8 MVA y de un 10 % en 
el transformador TR1 – 25 MVA. 
 
5.1.5. Resultados de cortocircuito 
Los cálculos de corrientes de cortocircuito se realizan basados en 
la norma IEC 60909 titulada como “Cálculo de corrientes de cortocircuito 
en sistemas trifásicos AC”, en la cual se hace alusión, entre otras, al 
cálculo de corriente de cortocircuito máxima. Para el cálculo de esta 
corriente se considera que la tensión en el punto de falla en el momento 
47 
en que ocurre la falla es de 1.10 p. u. Este cálculo sirve de referencia 
para determinar la capacidad requerida de los equipos eléctricos. 
 
En este método se desprecian las impedancias de carga y las 
corrientes prefalla, en los generadores y motores se asume igual a cero; 
asimismo, se omiten las admitancias shunts (efecto capacitivo de líneas 
y cables) de la red de secuencia positiva, pero estas admitancias shunt 
sí se consideran para la red de secuencia cero. Asimismo, solo se 
consideran las impedancias subtransitorias de los generadores y 
motores, no se utilizan las impedancias transitorias. Los esquemas de 
las simulaciones de corto circuito se encuentran en el anexo 3 del 
presente trabajo. 
 
5.1.6. Corto circuito monofásico a tierra 
Se realizaron simulaciones sin considerar el incremento de la 
potencia en el área de Mina 16, los cuales se muestran en la tabla 10. 
 
En la tabla 11 se realizaron simulaciones considerando el 
incremento de la potencia en el área de Mina 16. 
 
Tabla 10. Cortocircuito Monofásico a tierra-Sin Potencias Proyectadas 
Barras 
Vnominal 
Estiaje 2021 Estiaje 2021 Estiaje 2021 
Máxima 
demanda 
Media demanda Mínima demanda 
[kV] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Barra I - 34.5 kV 34.5 3.71 73.98 3.71 73.98 3.71 73.95 
Barra II - 34.5 kV 34.5 3.49 69.51 3.49 69.51 3.49 69.48 
Nodo 1 34.5 2.42 48.13 2.42 48.13 2.42 48.12 
Nodo 2 34.5 2.07 41.20 2.07 41.20 2.07 41.19 
Nodo 3 34.5 1.82 36.18 1.82 36.18 1.82 36.17 
Barra 34.5 kV - 
principal 
34.5 1.44 28.64 1.44 28.64 1.44 28.64 
Barra 7.2 kV - 
principal 
7.2 0.51 2.13 0.51 2.13 0.51 2.13 
Pala 4_perf. 3 - 7.2 
kV 
7.2 - - - - - - 
Pala perf. 2 - 7.2 kV 7.2 0.49 2.05 0.49 2.05 0.49 2.05 
Perf. 4 - 7.2 kV 7.2 0.50 2.08 0.50 2.08 0.50 2.08 
Pala 3 - 7.2 kV 7.2 0.48 2.00 0.48 2.00 0.48 2.00 
Pala 1 - 7.2 kV 7.2 0.50 2.08 0.50 2.08 0.50 2.08 
 
48 
Tabla 11. Cortocircuito Monofásico a tierra-Con Potencias Proyectadas 
Barras 
Vnominal 
Estiaje 2021 Estiaje 2021 Estiaje 2021 
Máxima 
demanda 
Media demanda Mínima demanda 
[kV] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Barra I - 34.5 kV 34.5 3.79 75.43 3.79 75.43 3.79 75.40 
Barra II – 34.5 kV 34.5 3.50 69.66 3.50 69.66 3.50 69.63 
Nodo 1 34.5 2.46 49.07 2.46 49.07 2.46 49.05 
Nodo 2 34.5 2.11 42.02 2.11 42.02 2.11 42.01 
Nodo 3 34.5 1.85 36.93 1.85 36.93 1.85 36.92 
Barra 34.5 kV – principal 34.5 1.47 29.28 1.47 29.28 1.47 29.27 
Pala 4_perf 3 - 7.2 kV 7.2 0.49 2.04 0.49 2.04 0.49 2.04 
Pala perf. 2 - 7.2 kV 7.2 0.49 2.05 0.49 2.05 0.49 2.05 
Perf. 4 - 7.2 kV 7.2 0.50 2.08 0.50 2.08 0.50 2.08 
Pala 3 - 7.2 kV 7.2 0.48 2.00 0.48 2.00 0.48 2.00 
Pala 1 - 7.2 kV 7.2 0.50 2.08 0.50 2.08 0.50 2.08 
 
 
5.1.7. Corto circuito trifásico 
Se realizaron simulaciones sin considerar el incremento de la 
potencia en el área de Mina 16. 
 
Tabla 12. Cortocircuito trifásico-sin potencias proyectadas 
Barras 
Vnominal 
Estiaje 2021 Estiaje 2021 Estiaje 2021 
Máxima 
Demanda 
Media Demanda 
Mínima 
Demanda 
[kV] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Barra I - 34.5 kV 34.5 3.39 202.36 3.39 202.37 3.38 202.26 
Barra II - 34.5 kV 34.5 3.11 185.60 3.11 185.61 3.10 185.50 
Nodo 1 34.5 2.82 168.63 2.82 168.64 2.82 168.57 
Nodo 2 34.5 2.62 156.44 2.62 156.44 2.62 156.38 
Nodo 3 34.5 2.45 146.43 2.45 146.44 2.45 146.38 
Barra 34.5 kV - 
principal 
34.5 2.16 129.17 2.16 129.18 2.16 129.14 
Barra 7.2 kV - 
principal 
7.2 6.98 87.04 6.98 87.04 6.98 87.03 
Pala 04_perf 03 - 
7.2 kV 
7.2 - - - - - - 
Pala perf 02 – 
7.2 kV 
7.2 5.15 64.27 5.15 64.27 5.15 64.27 
Perf04 - 7.2 kV 7.2 5.18 64.55 5.18 64.55 5.18 64.54 
Pala 03 - 7.2 kV 7.2 3.84 47.84 3.84 47.84 3.84 47.84 
Pala 01 - 7.2 kV 7.2 5.05 62.94 5.05 62.94 5.05 62.93 
 
 
 
 
 
 
49 
Tabla 13. Cortocircuito trifásico-con potencias proyectadas 
Barras 
Vnominal 
Estiaje 2021 Estiaje 2021 Estiaje 2021 
Máxima 
Demanda 
Media Demanda 
Mínima 
Demanda 
[kV] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Ik" 
[kA] 
Sk" 
[MVA] 
Barra I - 34.5 kV 34.5 3.48 207.78 3.48 207.80 3.48 207.68 
Barra II - 34.5 kV 34.5 3.11 186.13 3.12 186.14 3.11 186.03 
Nodo 1 34.5 2.92 174.45 2.92 174.45 2.92 174.38 
Nodo 2 34.5 2.72 162.44 2.72 162.45 2.72 162.39 
Nodo 3 34.5 2.55 152.63 2.55 152.63 2.55 152.58 
Barra 34.5 kV - 
principal 
34.5 2.27 135.81 2.27 135.81 2.27 135.78 
Barra 7.2 kV - 
principal 
7.2 7.76 96.79 7.76 96.79 7.76 96.77 
Pala 04_perf 03 - 
7.2 kV 
7.2 5.24 65.36 5.24 65.36 5.24 65.36 
Pala perf 02 – 
7.2 kV 
7.2 5.53 68.92 5.53 68.92 5.53 68.91 
Perf04 - 7.2 kV 7.2 5.53 68.99 5.53 68.99 5.53 68.99 
Pala 03 - 7.2 kV 7.2 4.03 50.23 4.03 50.23 4.03 50.23 
Pala 01 - 7.2 kV 7.2 5.38 67.09 5.38 67.09 5.38 67.09 
 
En la tabla 13 se realizaron simulaciones considerando el 
incremento de la potencia en el área de Mina 16. 
 
El ingreso de las cargas en la Mina 16 (perforadora 3 D75KS 
SANDVIK y pala 4 CAT6040), significan un aporte de corriente de 
cortocircuito monofásico de 0.49 kA y aporte de corriente trifásico de 
5.24 kA; lo cual se considera en la coordinación de protecciones, ya que 
significan valores considerables. 
 
5.1.8. Resultados de coordinación de protecciones 
Los equipos de protección que forman parte del análisis se 
muestran en la tabla 14. 
 
 
 
 
 
 
 
 
50 
Tabla 14. Equipos de protección existentes y proyectados 
Equipo protegido Ubicación 
Relé de 
Protección 
TC 
 
Estado 
Transformador 
de potencia 8 
MVA 34.5/7.2kV 
 
Lado 
34.5kV 
 
GE T60 34.5kV: 1200/5 Existente 
Transformador 
de potencia 8 
MVA 34.5/7.2kV 
Lado 
7.2kV 
GET60 
7.2kV: 1200/5 
Existente 
7.2kV: 400/5 
Transformador 
de potencia 8 
MVA 34.5/7.2kV 
Lado 
7.2kV 
GE F60 7.2kV: 1200/5 Existente 
Transformador 
de potencia 8 
MVA 34.5/7.2kV 
Lado 7.2kV 
FEEDER 
NORTE 
GE F60 
7.2kV: 600/5 
Existente 
7.2kV: 50/5 
Transformador 
de potencia 8 
MVA 34.5/7.2kV 
Lado 7.2 kV 
FEEDER 
SUR 
GE F60 
7.2kV: 600/5 
Existente 
7.2kV: 50/5 
Pala 4 
Lado 7.2 
kV 
Thytronic 7.2kV: 200/5 Proyectado 
Perforadora 3 
Lado 7.2 
kV 
Thytronic 7.2kV: 200/5 Proyectado 
 
5.1.9. Protección de sobrecorriente de fases y tierra 
En las tablas 15 y 16 se presentan los ajustes de sobrecorriente de 
fases y tierra de los relés de protección existentes en el sistema eléctrico 
 
Tabla 15. Ajustes de sobrecorriente de fases – actuales 
Equipo por 
proteger 
Protección Ajuste Umbral 1 Ajuste Umbral 2 
Relé TC 
Pickup Amp. 
Prim 
T> 
Curva 
1 
Pickup Amp. 
Prim 
T> 
Curva 
2 p. u. p. u. 
TR1 
GE 
T60 
1200/5 0.46 552 0.41 
IEEE 
VI 
3.15 3780 0.14 DT 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 34,5 
kV 
TR1 
GE 
T60 
1200/5 0.73 876 0.37 
IEEE 
VI 
- - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
TR1 
GE 
F60 
1200/5 0.73 876 0.41 
IEEE 
VI 
- - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
TR1 
GE 
F60 
600/5 1 600 0.31 
IEEE 
VI 
- - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
Feeder 
Norte 
TR1 
GE 
F60 
600/5 1 600 0.32 
IEEE 
VI 
- - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
Feeder Sur 
 
 
 
51 
Tabla 16. Ajustes de sobrecorriente a tierra – actuales 
Equipo 
por 
proteger 
Protección Ajuste Umbral 1 Ajuste Umbral 2 
Relé TC 
Pickup Amp. 
Prim 
T> 
Curva 
1 
Pickup Amp. 
Prim 
T> 
Curva 
2 p. u. p. u. 
TR1 
GE 
T60 
1200/5 0.18 216 0.6 
IEEE 
EI 
2.849 3418.8 0.01 DT 
8 MVA 
34,5/7,2 
kV 
Lado 
34,5 kV 
TR1 
GE 
T60 
400/5 0.13 50 0.8 DT - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 
kV 
Lado 7,2 
kV 
TR1 
GE 
F60 
1200/5 0.042 50.4 0.63 DT - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 
kV 
Lado 7,2 
kV 
TR1 
GE 
F60 
1200/5 0.067 80.4 0.35 
IEEE 
MI 
- - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 
kV 
Lado 7,2 
kV 
TR1 
GE 
F60 
600/5 1.2 720 0.4 
IEEE 
EI 
- - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 
kV 
Lado 7,2 
kV 
Feeder 
Norte 
TR1 
GE 
F60 
50/5 0.8 40 0.46 DT - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 
kV 
Lado 7,2 
kV 
Feeder 
Norte 
TR1 
GE 
F60 
600/5 1.2 720 0.4 
IEEE 
EI 
- - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 
kV 
Lado 7,2 
kV Feeder 
Sur 
TR1 
GE 
F60 
50/5 0.8 40 0.46 DT - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 
kV 
Lado 7,2 
kV 
Feeder 
Sur 
 
En la tabla 17 y 18 se presentan los ajustes de sobrecorriente de 
fases y tierra de los relés de protección existentes en el sistema eléctrico. 
 
52 
Tabla 17. Ajustes de sobrecorriente de fases – propuesto 
Equipo por 
proteger 
Protección Ajuste Umbral 1 Ajuste Umbral 2 
Relé TC 
Pickup Amp. 
Prim 
T> Curva 1 
Pickup Amp. 
Prim 
T> 
Curva 
2 p. u. p. u. 
TR1 
GE T60 1200/5 0.15 175.20 0.30 IEEE VI 1.05 1256.40 0.10 DT 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 
34,5 kV 
TR1 
GE T60 1200/5 0.70 834.00 0.30 IEEE VI - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
TR1 
GE F60 1200/5 0.70 834.00 0.30 IEEE VI - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
TR1 
GE F60 600/5 1.00 600.00 0.23 IEEE VI - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
Feeder 
Norte 
TR1 
GE F60 600/5 1.00 600.00 0.23 IEEE VI - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
Feeder Sur 
Pala 04 
7,2 kV 
Thytronic 
200/5 2.00 400.00 1.00 
ANSI/IEEE 
EI 
4.50 900.00 0.03 DT 
NA011 
Perforadora 
03 
Thytronic 
200/5 2.00 400.00 1.00 
ANSI/IEEE 
EI 
4.50 900.00 0.03 DT 
7.2 kV NA011 
 
Tabla 18. Ajustes de sobrecorriente a tierra – propuesto 
Equipo por 
proteger 
Protección Ajuste Umbral 1 Ajuste Umbral 2 
Relé TC 
Pickup Amp. 
Prim 
T> 
Curva 
1 
Pickup Amp. 
Prim 
T> 
Curva 
2 p. u. p. u. 
TR1 
GE T60 1200/5 0.05 54.00 0.14 
IEEE 
VI 
0.15 180 0.03 DT 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 
34,5 kV 
TR1 
GE T60 400/5 0.05 20.00 0.35 DT - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
TR1 
GE F60 1200/5 0.04 48.00 0.35 DT - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
TR1 
GE F60 50/5 0.80 40.00 0.20 DT - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
Feeder Norte 
TR1 
GE F60 50/5 0.80 40.00 0.20 DT - - - - 
8 MVA 
34,5/7,2 kV 
Lado 7,2 kV 
Feeder Sur 
Pala 04 Thytronic 200/5 0.03 5.00 0.05 DT 0.25 50 0.03 DT 
53 
7,2 kV NA011 
Perforadora 
03 
Thytronic 
200/5 0.03 5.00 0.05 DT 0.25 50 0.03 DT 
7.2 kV NA011 
 
5.1.10. Esquemas de protección de sobrecorriente de fases y tierra 
– situación sin proyecto 
En el presente numeral se realizó la verificación de la coordinación 
para las protecciones que se encuentran en el transformador de 8 MVA 
y las líneas en 7,2 kV que llegan a la subestación principal TR1-8MVA. 
Para la verificación de una adecuada coordinación de protecciones de 
sobrecorriente de fases, se realizaron cortocircuitos trifásicos francos en 
bornes del transformador lado 34,5 kV y cortocircuitos trifásicos en barra 
del lado 7,2 kV. 
 
Para la verificación de una adecuada coordinación de protecciones 
de sobrecorriente de tierra, se realizaron cortocircuitos monofásicos a 
tierra con resistencia en barras de 7,2 kV de palas y perforadoras. 
 
A continuación, se muestran las gráficas de sobrecorriente de fase 
y sobrecorriente de tierra de los ajustes actuales. 
 
54 
 
Figura 8. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico franco en bornes de 34.5 kV del 
transformador de 8 MVA de la subestación principal 
 
 
Figura 9. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico franco en bornes de 34.5 kV 
del transformador de 8 MVA de la subestación principal 
 
55 
 
Figura 10.Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico en barra de 7.2 kV de la 
subestación principal 
 
 
Figura 11. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico franco en la barra de 7.2 
kV de la subestación principal 
 
56 
5.1.11. Esquemas de protección de sobrecorriente de fases y tierra 
– situación con proyecto 
Los ajustes de los relés del transformador de potencia de 8 MVA, 
sufrieron modificaciones debido al ingreso de la pala 4 y perforadora 3, 
asimismo, se realizó la verificación de los ajustes de los relés que 
alimentan el Feeder Norte y Feeder Sur, teniendo como resultado la 
modificación para garantizar la seguridad, continuidad de suministro y 
selectividad. 
 
A continuación, se muestran los esquemas de la coordinación de 
protecciones propuestas en la investigación. 
 
 
Figura 12. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico franco en bornes de 34.5 kV 
del transformador de 8 MVA de la subestación principal 
 
57 
 
Figura 13. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico franco en bornes de 34.5 
kV del transformador de 8 MVA de la subestación principal 
 
 
Figura 14. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico franco en la barra de 7.2 kV de 
la subestación principal 
 
58 
 
Figura 15. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico franco en la barra de 7.2 
kV de la subestación principal 
 
 
Figura 16. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico en la barra de 7.2 kV de la 
pala 4 
 
59 
 
Figura 17. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico en la barra de 7.2 
kV de la pala 4 
 
 
Figura 18. Sobrecorriente de fases – cortocircuito trifásico en la barra de 7.2 kV de la 
perforadora 3 
 
60 
 
Figura 19. Sobrecorriente de tierra – cortocircuito monofásico en la barra de 7.2 kV de la 
perforadora 3 
 
Se debe tener en cuenta que, con los ajustes propuestos se 
garantiza una adecuada coordinación aguas arriba del lado transformador 
34.5 kV y aguas abajo lado norte y lado sur, palas y perforadoras. 
Además, ante una falla trifásica en barra lado transformador 7.2 kV, los 
relés R_7.2kV_T60 & R_7.2kV_F60, ordenarán disparo, sacando fuera de 
servicio al transformador, esto debido a que se está considerando ajustes 
similares en el lado de 34.5 kV y 7.2 kV, ya que no fue posible obtener un 
margen de coordinación de 150 m; sin embargo, en la práctica